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• Miguel Angel Miranda Ugarte

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AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES BAJO EL ESTANDAR IEC – 61850 CAP 1 : FUNDAMENTOS AU02 - 2020 © REDELCOM 2020

Bienvenida y Presentación • Introducción de los asistentes ▪ Nombre/Empresa/Cargo ▪ ¿Cual es el conocimiento /experiencia en Sector? ▪ Cual es el objetivo/expectativas de la capacitación

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Reglas y Recomendaciones • Los acrónimos son inevitables cuando se habla de comunicaciones y tecnología de integración. Nuestro objetivo será definir la mayoría de las siglas antes de usarlas. Si no conoce algunas, no dude en hacer la pregunta. • ¿Tiene una pregunta? Haga la pregunta por el chat, si es del tema será contestada por el ponente o por el Departamento de Automatización de REDELCOM vía chat, si es otra consulta la contestaran vía el chat o al final de la sesión se revisara por el expositor.

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Automatización en Sistemas Eléctricos de Potencia SESION 01 : TEMARIO 1. INTRODUCCIÓN 1. Descripción General del estándar IEC-61850 2. Objetivos 3. Estructura

4. Evolución del estándar

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INTRODUCCIÓN AL ESTANDAR

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Al inicio… Un Desafío… • Años 80: varios países realizaron experimentos para subestaciones digitales EHV (EE.UU., Canadá, Japón, Francia, España ...) => muchos desafíos debían abordarse:1960s ▪ Desempeño ▪ Interfaces ▪ Representación de datos e Interoperabilidad ▪ Diversidad…

• Principios de los 90: primeros intentos de estandarización en CIGRE, EPRI / IEEE ... • CIGRE 35 => PiComs

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Al inicio… Un Desafío… • AHG en TC57 sobre arquitectura de subestación, decisión en 1995 de lanzar 3 WG: ▪ WG10: Arquitectura, WG11: Niveles de Control, WG12: Interfaces de Proceso

• Finales de los 90: Un acuerdo entre IEC e IEEE => Estándares que se desarrollarán en un lugar • . TC88 Demanda al TC57 por control, datos y protocolos para parques eólicos

• La serie IEC-61850 empieza a ser publicada en el 2003

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TC57: Gestión e Intercambio de información asociados a los Sistemas Eléctricos de Potencia • Para preparar estándares internacionales para equipos y sistemas de control de sistemas de energía, incluidos EMS, SCADA, DA, teleprotección e intercambio de información asociada para información en tiempo real y no en tiempo real, utilizada en la planificación, operación y mantenimiento de sistemas de energía.

• La gestión de los sistemas de energía comprende el control dentro de los centros de control, subestaciones y piezas individuales de equipos primarios, incluido el telecontrol y las interfaces para equipos, sistemas y bases de datos, que pueden estar fuera del alcance de TC 57.

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Una mejor manera • Interoperabilidad e integración sin tener que crear, soportar, mantener, mejorar y arreglar todo usted mismo: ▪ Donde las aplicaciones y dispositivos son inherentemente capaces de interoperar

con otros sistemas y realizar funciones de aplicación integradas de manera cooperativa y distribuida.

• Esto solo es posible con los estándares • Este es el objetivo de las normas IEC TC57

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Principales grupos de trabajo del TC57 • WG 10: Comunicación de los IED del Sistema de Potencia y Modelos de datos asociados ▪ IEC 61850 - Comunicaciones para la automatización de sistemas de Potencia

– IEC TC88 - IEC 61400-25 Serie para interfaces IEC 61850 para energía eólica

• WG 13 - Interfaz del programa de aplicación del sistema de gestión de energía (EMS - API) ▪ IEC 61970 - Modelo de información común (CIM) y definición de interfaz genérica

(GID)

• WG 14 - Interfaces del sistema para la gestión de distribución (SIDM) ▪ IEC 61968 - CIM para distribución y mensajería dirigida por modelos

• WG 15 - Seguridad de datos y comunicación ▪ IEC 62351 - Seguridad de las comunicaciones © REDELCOM 2020

Principales grupos de trabajo del TC57 • WG 16 - Comunicaciones desreguladas del mercado energético ▪ IEC 62325 - CIM para mercados energéticos

• WG 17 - Sistemas de comunicaciones para recursos energéticos distribuidos (DER) ▪ IEC 61850-7-420 - IEC 61850 para aplicaciones DER

• WG 18 - Centrales hidroeléctricas - Comunicación para monitoreo y control ▪ IEC 61850-7-410 - IEC 61850 para aplicaciones hidroeléctricas

• WG 19 - Interoperabilidad dentro de TC 57 a largo plazo ▪ Estrategia y coordinación TC57 ▪ CIM - Armonización IEC 61850 ▪ Actualización de ICCP-TASE.2 © REDELCOM 2020

Estructura típica del estándar TC57 La introducción define el alcance a través del caso de uso Glosario Modelos de información independientes de la tecnología.

Información de fondo

Definición abstracta

Servicios Tecnológicos independientes Perfil Tecnológico A

Perfil Tecnológico B

Detalles de la implementación © REDELCOM 2020

Resumen de producción del TC57 • Arquitectura de referencia para el sistema de energía ▪ Telecontrol

– 60870-5, derivado DNP-3 en los EE. UU. – ASE TASE.2 para comunicaciones entre centros de control (60870-6) ▪ DLMS, intercambio de información para medición

• 61850 como protocolo universal para la administración del sistema de energía ▪ Automatización de distribución: control de subestaciones, medición y protección,

teleprotección ▪ Control de parques eólicos, fotovoltaica, almacenamiento

▪ Centrales hidroeléctricas ▪ Control de recursos distribuidos, microrredes ▪ Vehículo eléctrico (conexión a la red) © REDELCOM 2020

Resumen de producción del TC57 • CIM, para modelo de información común ▪ Sistemas de gestión de energía (61970) ▪ Sistemas de gestión de distribución (61968) ▪ Intercambio de comunicación para mercados (62325)

• Interfaces y perfiles de comunicación para el hogar / edificio / industria Automatización

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Ahora ... El estándar IEC-61850 proporciona interoperabilidad en la industria Eléctrica IEC 61850 Automatización de Subestaciones Automatización de la distribución Recursos Energéticos Distribuidos Plantas Hidroeléctricas

CIM (IEC 61968, IEC 61970, IEC 62325) Sistemas de Gestión de Energía Gestión de distribución Comunicación de mercado

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¿Por qué integrar Sistemas? • Reducción de costos ▪ Optimización de recursos ▪ Eliminación de redundancia

• Mejorar la gestión de los negocios ▪ Aumentar la visibilidad ▪ Flexibilidad en las operaciones

• Mejorar la operación del sistema ▪ Reducción de los costos operativos ▪ Desarrollo de nuevos servicios © REDELCOM 2020

¿Requisitos de un sistema Integrado? • Nuevas tecnologías de telecomunicaciones ▪ Flexibilidad para acomodar diferentes servicios ▪ Escalabilidad

• Nuevas estructuras de datos ▪ Capacidad de abstracción ▪ Representación del sistema

• Normativa internacional ▪ Transmisión y protocolos ▪ Modelado de datos © REDELCOM 2020

Entorno Normalizador Eléctrico Entorno Normativo de Telecomunicaciones

Entorno del Sector Eléctrico

Entorno Normativo del Sector Eléctrico © REDELCOM 2020

OBJETIVOS

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Objetivos genéricos • Compatibilidad entre fabricantes ▪ Debe exigirse cumplimiento de la normativa

para todos los niveles: – Interfaces, protocolos opciones, etc.

▪ Siempre es menos de lo esperado

• Utilización de equipos estándar ▪ Reducción de costos ▪ Aumento de prestaciones ▪ Simplicidad de mantenimiento

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Buscar la interoperabilidad

Arquitectura Integrada SCADA

EMS

AMR

SCADA

DFMS

EMS

DFMS

GSP

1 (𝑛)(𝑛 − 1) 2 Protocolos y codificaciones de la información

AMR

GPS

1 Interfaz común 1 Modelo de Objetos

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Alcance IEC-61850

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Escenario Normativo MERCADO IEC 62325

IEC 61968

IEC 62749

EMS/DMS/SCADA IEC 61850

IEC 61850

GESTIÓN DER

SAS SUBESTACIONES IEC 61850 IEC 61850 DER © REDELCOM 2020

IEC-61850 Un componente de una Arquitectura Integrada • Componentes ▪ Modelo de objetos para todo el

sistema eléctrico ▪ Servicios comunas a todo tipo

de aplicaciones ▪ Interfaz de aplicación

normalizado

• Sistemas integrables ▪ Control u operación de la red – SCADA, EMS, DMS, etc.

▪ Protección ▪ Ingeniería – Reconfiguración, gestión de activos, etc

▪ Mantenimiento ▪ Gestión del negocio ▪ Medida y facturación © REDELCOM 2020

Arquitectura Integrada Aplicaciones SCADA EMS, etc.

CIS

ACSI

CIM

Modelo de Objetos

Interfaz de Servicio de Centro de Control

Interfaz de Servicio de Subestacion

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Objetivos IEC-61850 • Implementar un Sistema de Automatización de Subestaciones (SAS) utilizando IEDs que se comunican de forma normalizada ▪ El SAS incluye: – Protección, Control, Medida, Monitorización local y remota, etc.

• Asegurar la interoperabilidad entre IEDs ▪ Independencia suministradores

• Unificar la gestión y el mantenimiento de los IEDs ▪ Separar operación y funcionalidad de la implementación

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Nuevos Aspectos IEC-61850 • IEC-61850 define cuatro aspectos básicos: ▪ Protocolos de comunicación ▪ Modelado de los dispositivos de la subestación ▪ Normalización de nombres de objetos ▪ Normalización de los servicios

• IEC 61850 es un entorno unificado ▪ Armonización de servicios y modelos de objetos ▪ Servicios y modelos de objetos son únicos tanto dentro como fuera de la

subestación incluyendo el centro de control ▪ Los modelos de objetos y los servicios son independientes de protocolos de

comunicación. © REDELCOM 2020

Implicaciones • Reducción de costos ▪ Simplificación del cableado

▪ Simplificación del mantenimiento – Menor numero de tecnologías – Menor numero de elementos a configurar y mantener

• Cambios en la metodología de diseño de subestaciones

¿Que tan cierto es todo esto?

▪ Nuevas herramientas de ingeniería ▪ Nuevos métodos de trabajo ▪ Nuevas tecnologías – Nuevas necesidades de formación © REDELCOM 2020

¿Que tan fácil es lidiar con todas las fabricantes?

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Nuevas Oportunidades • Mayor Inteligencia en la red ▪ Posibilidad a desarrollar nuevos servicios ▪ Mejor gestión de activos

▪ Facilita la integración de los recursos renovables

• La integración de sistemas posibilidad la optimización global ▪ Visibilidad total del sistema – Formatos de información unificados a todos los niveles

• Utilización de tecnologías de internet ▪ Independencia de fabricantes – Interoperabilidad a todos los niveles © REDELCOM 2020

Nuevas Factores • Nuevos participantes ▪ Las comunicaciones pasan a ser un componente fundamental

• Todos los dispositivos de red son “inteligentes” • Toda la red es vulnerable a ataques informáticos • Nuevas formas de trabajo ▪ Prevalece la visión del sistema – Todos los dispositivos pueden interaccionar entre si

• Nievas herramientas ▪ Adaptadas a nuevo entorno digital

• Nuevas formas de documentar ▪ Las propiedades de los dispositivos no son solo físicas © REDELCOM 2020

Cambio Organizacional PROTECCIONES

CONTROL

SAS IEC 61850

MEDICION

TELECOMUNICACIONES

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Evolución del estándar Experiencia Americana Muchos protocolos privados

MMS ISO9506 1988

EPRI UCA Arquitectura 1991

ICCP IEC 60870-6 1996

Experiencia Europea Muchos protocolos privados

UCA 2.0 IEEE TR1550 1999

IEC 61850

IEC 60870-5 IEC TC57 1994 DNP3 Serial 1993

DNP3 Ethernet 2000

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Evolución Histórica

EPRI

SMART GRID

UCA UCA 2.0 UCA 2.0

IEEE IEC

61850 Ed1

61850 Ed2

Ed2.1

60-870-5-XXX

1980

1990

2000

2003

2012

2016

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Beneficios • Interoperabilidad ➢ Intercambio de información, más no funcionalidad (no intercambiables) ➢ La ingeniería y configuración es transparente entre fabricantes

• Descripción abierta de IEDs ➢ Capacidades de los IEDs descritas en forma estándar

➢ Funciones y datos propietarios permitidos

• Reducción del cableado convencional (sustituido por una LAN) ➢ Comunicación cercana a los equipos de potencia (primarios)

• Requerimientos para la automatización de una subestación con una perspectiva de futuro.

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ESTRUCTURA

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Una vistazo rápido a toda la documen tación

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Estructura de la norma

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IEC 61850-1 Introducción y Visión General • Aplicable a Sistemas de Automatización de Subestaciones ▪ Substation Automation Systems (SAS)

• Define la comunicación entre IEDs en la subestación y los requerimientos relacionados del sistema

• Introducción general de la norma y sus partes

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¿Qué objetivos propuso el estandar? • Perfil completo de comunicaciones basado en estándares existentes (IEC/IEEE/ISO/OSI)

• Protocolos abiertos que soportes la auto-descripción de dispositivos. • La sintaxis y semántica de la comunicación basada en CDC (Common Data Objects) ➢ Relacionados a las necesidades del sector eléctrico.

• Una subestación es solo un nodo de una gran malla

• Funcionalidad distribuida y ubicada libremente ➢ Requerimientos de desempeño, costos, tecnología, etc.

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Interfaces lógicas de un SAS Edición 1

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Interfaces lógicas de un SAS Edición 2

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Tráfico de mensajes

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Funciones, nodos lógicos y dispositivos físicos

Tipos de Mensajes

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Topologías de Subestación

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Requerimientos para el sistema de comunicacion

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IEC-61850-2 Glosario • SAS (Substation Automation System) ▪ Suma de la funcionalidad proporcionada por los equipos secundarios de una

subestación (protección, supervisión, acceso remoto y local, redes de comunicaciones)

• Bahía ▪ Subconjunto del sistema de potencia que debe ser protegido, tales como

transformadores o fin de línea, control de conmutación (switchgear) con algunas restricciones (enclavamientos/interlocking). ▪ Controlador de bahía / Nivel de bahía

• IED (Intelligent Electronic Device) ▪ Equipos secundarios programables con capacidad de comunicación © REDELCOM 2020

Términos definiciones y abreviaturas • Mergen Unit: Concentrador de Señales de Patio • ASCI (Abstract Communications Service Interface) ▪ Interfaz virtual a un IED que provee una servicio abstracto de comunicación

(e.g. acceso a variables, transferencia de datos no solicitados). ▪ Independiente del stack de comunicaciones o perfil

• LN (Logical Node – Nodo Logico) ▪ Funcionalidad mas pequeña que requiere intercambio de datos ▪ DO (Data Object) ▪ DA (Data Attribute)

▪ CDC (Common Data Class) © REDELCOM 2020

Términos definiciones y abreviaturas • SCSM (Specific Communication Service Mapping) ▪ Procedimiento estandarizado para el mapeo de los servicios y objetos ACSI

hacia un stack de protocolos o perfil de comunicaciones.

• PICOM (Piece of Information for COMmunication) ▪ Describe información y requerimientos de un servicio, no su estructura o

formato.

• Auto-descripción (self-description) ▪ Dispositivos que contienen información de su configuración. ▪ Accesible por comunicaciones.

• OSI: interconexión de sistemas abiertos ▪ Modelo de referencia para las comunicaciones © REDELCOM 2020

Términos definiciones y abreviaturas • GSE: Generic Substation Events ▪ GOOSE: Generic Object Oriented Substation Event

• MMS: Manufacturing Message Specification (ISO 9506)

• SV: Sampled Value • RSTP: Rapid Spanning Tree Protocol ▪ Protocolo de nivel de enlace para la gestión de enlaces redundantes

• SNMP: protocolo simple de administración de redes ▪ Gestión

• SNTP: Simple Network Time Protocol ▪ Sincronización © REDELCOM 2020

Términos definiciones y abreviaturas • ICCP: Inter-Control Center Communications Protocol ▪ Comunicación entre centros de control, 60870-6-503 - 60870-6-802 :

(TASE.2)

• IEC: Comisión Electrotécnica Internacional • UCA 2.0: Utility Communications Architecture (versión 2) • HMI: Human-Machine Interface • RTU (Unidad Terminar Remota)

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IEC 61850-3 Requerimientos generales • Requerimientos de calidad (Fiabilidad, mantenibilidad, disponibilidad, seguridad) • Condiciones del ambientales • Servicios auxiliares • Otros estándares y especificaciones

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IEC 61850-4 Administrador de proyectos y sistemas • Requerimientos de ingeniería

• Ciclo de vida del sistema

▪ Clasificación de parámetros

▪ Aseguramiento de la calidad

▪ Herramientas de ingeniería

▪ Responsabilidades

• Documentación

▪ Equipos de prueba ▪ Tipos de test ▪ Pruebas del sistema ▪ FAT ▪ SAT

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IEC 61850-5 Requerimientos de comunicación • Requerimientos básicos

• Nodos Lógicos (Logical Node, LN) • Enlaces lógicos de comunicación • Concepto de los PICOM • Relación entre LN y PICOMs • Requerimientos de Desempeño • Funciones SAS • Escenarios dinámicos (flujos de información dependiendo de las condiciones de operación) © REDELCOM 2020

Nodo Lógico © REDELCOM 2020

Nodos Lógicos de Funciones de protección

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IEC 61850-6 Configuración del lenguaje para la comunicación de IED en SE • Resumen del proceso de ingeniería • Intercambio de parámetros de configuración y de sistema ➢ Esquemáticos del sistema primario ➢ Descripción de comunicaciones

➢ Capacidades del IED

• Asignación de los LN al sistema primario

• SCL Lenguaje para descripción de Subestaciones

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• SSD: System Specification Description ▪ Incluyendo unifilares, funcionalidad y nodos lógicos requeridos.

• SCD: Substation Configuration Description ▪ Todos los IEDs flujos de datos configurados, DataTypeTemplate y

comunicaciones.

• ICD: IED Capability Description

Tipos SCL

▪ Capacidad soportada por una IED. Configurador del IED y configurador del

sistema.

• CID: Configured IED Description ▪ Datos entre el configurador de IED al IED. Información de comunicaciones.

• IID (Ed2): Instantiated IED Description ▪ Configurador del IED y configurador del sistema para IEDs preconfigurado.

• SED (Ed2): System Exchange Description ▪ Interfaces de un proyecto a otro.

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IEC 61850-7 Estructura de comunicaciones Básica • IEC 61850-7-1 Principios y Modelos • IEC 61850-7-2 Abstract comunication service interface ACSI

• IEC 61850-7-3 Common Data Class • IEC 61850-7-4 Compatible logical node classes and data clase

• IEC 61850-7-410 Hidroeléctricas - Comunicación para monitoreo y control • IEC 61850-7-420 Generación distribuida - Nodos Lógicos • IEC 61850-7-510 Hidroeléctricas – Conceptos y lineamientos de modelador © REDELCOM 2020

¿Qué es la abstracción orientada a objetos?

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Abstracción de un Interruptor

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Tipos de Datos

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IEC 61850-8 Bus de Estación • Mapeo de los servicios comúnmente utilizados en toda la

subestación • Los servicios principales se mapean en MMS (Unicast) • Otros protocolos para el resto de servicios ▪ GOOSE (Multicast) para disparos y mensajes rápidos y prioritarios

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IEC 61850-9 Bus de Procesos • Mapeo de servicios utilizados para la transmisión de muestras analógicas ➢ Sampled Value

• Conexión entre pares • Interfaces estandarizadas con Ethernet

• Ahorra cableado, armarios de interconexión o repartición • Reduce trabajo de ingeniería ➢ Montaje ➢ Mantenimiento

• Mapeo de servicios utilizados para la transmisión de muestras analógicas © REDELCOM 2020

SAMPLE VALUES

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Resumen General del Mapeo

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IEC 61850-10 Pruebas de Conformidad • Los métodos para las pruebas de conformidad de los dispositivos

utilizados en los sistemas de automatización de subestaciones. • Los datos que deben ser medidos dentro de los equipos, de acuerdo con los requisitos definidos en IEC 61850-5. • Certificación de los equipos de prueba

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Áreas de Interés PARTE 1 4 5 6 7-1 7-2, 7-3, 7-4 8,9 10

DIRECCIÓN X X X

X

INGENIERIA X X X X X X X

I+D X X X X X X X © REDELCOM 2020

Arquitectura de comunicaciones

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Arquitectura Avanzada

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Componentes Lógicos • Función ▪ Cada una de las tareas realizadas por el SAS – Protección, Medida, etc.

• Nodo Lógico (LN) ▪ La mínima parte de una función que tiene capacidad de intercambiar datos – Se define como un objeto de su estructura de datos y sus métodos

• Dispositivo Lógico (LD) ▪ Agrupación de LNs que modelan un dispositivo virtual

• Mensajes de comunicación (PICOM) ▪ Descripción de la información transferida en una comunicación lógica entre

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Arquitectura Lógica IEC-61850

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Interoperabilidad • Para alcanzar la interoperabilidad los Nodos Lógicos deben: ▪ Ser capaces de interpretar y procesar los datos recibidos ▪ Ser capaces de interaccionar con los servicios de comunicación

• Esto se consigue modelando de forma unificada los servicios y los dispositivos

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Tipos de Comunicación • Master-Slave (Maestro-Esclavo)

• Client-Server (Cliente-Servidor) • Peer-to-Peer (Entre Pares) ▪ Unicast ▪ Multicast

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Herramientas de Ingeniería • IEC-61850 no normaliza las herramientas de ingeniería ▪ Normaliza como una herramienta debe interaccionar y comunicarse con una

subestaciones ▪ Esto se realizara utilizando el lenguaje de configuración de subestaciones (SCL)

• SCL permite: ▪ Describir el modelo de datos de un IED – Importación y exportación

▪ Configurar un IED incluyendo las conexión con otros IEDs ▪ Asegurar interoperabilidad entre la herramienta y los IEDs gestionados

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EVOLUCIÓN DEL ESTÁNDAR

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Alcance IEC 61850 Ed2 • Incluye todos los elementos de una red eléctrica ▪ Equipos y funciones de Smart Grid

▪ Interfaz con centros de control ▪ Interfaz con centros de mantenimiento

• Funciones de operación relacionadas con el mercado de la energía

No se limita a la subestación

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IEC 61850 & CIM

62351 • CIM Intercambio de información entre aplicaciones • 61850 Comunicación entre dispositivos

61850 CIM

• 62351 Seguridad Informática

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Contenido Edición 2 Revisión Partes Ed1

Nuevas Partes Normativas

Aprobadas

Guías Técnicas y de Uso

En fase de Aprobación

La mayoría no son de aplicaciones para SAS © REDELCOM 2020

Nuevas Partes Normativas ▪ Part 9-3:Precision time protocol profile for power utility automation ▪ Part 7-410: Hydroelectric power plants ▪ Part 7-420 :Basic communication structure – DER logical nodes ▪ Part 7-510 :Basic communication structure - Hydroelectric power plants -

Modelling concepts and guidelines ▪ Part 8-2 :Specific communication service mapping (SCSM) - Mapping to

Extensible Messaging Presence Protocol (XMPP) ▪ IEC-61850-85-1:Interfaces between teleprotection and MUX equipment

▪ IEC-61400-25 series: IEC 61850 for wind turbine plants (published) ▪ IEC-61850-10-210:Interoperability Test for Hydro Profile (Draft) ▪ IEC-61850-10-3:Funtional testing of IEC 61850 based systems © REDELCOM 2020

Reportes Técnicos • Los “Technical Report” no son normativos

• Hay dos tipos: ▪ Normas que no han alcanzado un consenso ▪ Guías de utilización de IEC 61850

• Los objetivos de las guías son: ▪ Describir casos de uso

▪ Analizar el impacto en las comunicaciones ▪ Analizar el impacto en el modelado ▪ Describir los procesos específicos de ingeniería © REDELCOM 2020

IEC-61850 no se limita a la subestación • IEC-61850-90-1: IEC 61850 for communication between subestations • IEC-61850-90-2: IEC 61850 for communication between substations and control centers • IEC-61850-90-3: Using IEC 61850 for condition monitoring diagnosis and analysis

• IEC-61850-90-4: Network engineering guidelines • IEC-61850-90-5: IEC 61850 to transmit synchrophasor information according to IEEE C37.118 • IEC-61850-90-6: IEC 61850 for Distribution Automation Systems • IEC-61850-90-7: Object models for power converters in distributed energy resources (DER) systems © REDELCOM 2020

IEC-61850 no se limita a la subestación • IEC-61850-90-8: IEC 61850 model for E-mobility • IEC-61850-90-9: IEC 61850 Object model for battery storage systems

• IEC-61850-90-10: IEC 61850 for scheduling • IEC-61850-90-17: IEC 61850 to transmit power quality data • IEC-61850-80-1: Guideline to exchanging information from a CDC-based data model using IEC 60870-5-101 or IEC 60870-5-104 • IEC-61850-80-3: Mapping to web protocols - Requirements and technical choices • IEC-61850-80-4: Translation from the COSEM object model (IEC 62056) to the IEC 61850 data model © REDELCOM 2020

Gateway DNP

• IEEE 1815- Exchanging information between networks implementing IEC 61850 and IEEE1815 (DNP3) • Se editara como una norma IEC “”dual logo” (IEC-61850-80-2)

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Documentos en Preparación • IEC-61850-7-5: Use of the basic elements of IEC 61850 models • IEC-61850-7-6: Guideline for definitions of basic applications profiles

• IEC-61850-7-500: Use of logical nodes to model the functions of a substation automation system • IEC-61850-7-520: Distributed energy resources modelling concepts and guidelines • IEC-61850-10-3: Functional testing of IEC-61850

• IEC-61850-80-5: Guideline for mapping information between IEC 61850 and modbus • IEC-61850-90-11: Methodologies for modelling of logics • IEC-61850-90-11: Methodologies for modelling of logics © REDELCOM 2020

Documentos en Preparación • IEC-61850-90-12: Wide area network engineering guidelines • IEC-61850-90-14:Using IEC-61850 for FACTS data modelling

• IEC-61850-90-100-1:Methodologies for testing of functions in IEC-61850 based systems

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Resumen novedades Ed2 • Revisión SAS ▪ Se permite la jerarquización de Logical Devices ▪ Se define sistema de comunicación redundante, PRP y HSR ▪ Se remueve GSSE del estándar.

• Aplicaciones externas SAS ▪ Entre subestaciones ▪ Con centro de control

• Integración Smart Grid ▪ Eólicas, solares, DER, Vehículos Eléctricos, etc. ▪ Sincrofasores ▪ Calidad de Energía © REDELCOM 2020

¿ PREGUNTAS ?

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